Sobre o artigo
São considerados métodos para aumentar a confiabilidade operacional de transformadores de potência, autotransformadores e reatores de derivação, a fim de reduzir o risco de danos, que acompanham curtos-circuitos internos e incêndios e explosões de equipamentos.
Fonte: revista Élektricheskie Stantsii, nº 9, setembro de 2014, pp. 41 – 48M. M. L’vova, S. Yu. L’vov, V. B. Komarov, E. O. Lyut’ko, V. P. Vdoviko, V. V. Demchenko, S. G. Belyaev, V. A. Savel’ev, M. Yu. L’vov, e Yu. N. L’vov
Introdução
Os curtos-circuitos internos causam os mais graves danos aos transformadores de potência, autotransformadores e reatores de derivação, operando a uma tensão de 110 kV ou superior (doravante simplesmente transformadores). A análise mostrou que os danos, que acompanham os curtos-circuitos internos, representam 80% do total de danos aos enrolamentos, 89% do total de avarias de cabos de alta tensão e 25% do total de avarias de reguladores sob carga. Em mais de 30% desses casos, os danos são causados por explosões e incêndios.
O objetivo deste trabalho é considerar o problema do aumento da confiabilidade operacional dos transformadores, reduzindo o risco de danos, que é acompanhado por curtos-circuitos internos, explosões e incêndios em transformadores. Os principais factores que dão origem a um aumento do número de avarias dos transformadores são os seguintes:
- Aumento do número de transformadores em operação por mais tempo do que sua vida útil mínima de 25 anos, estabelecida pela norma.
- A utilização de transformadores além dos limites de seus parâmetros normais;
- A inexistência, nos documentos padrão, de uma série de critérios necessários para obter informações mais completas e confiáveis, que permitam estimar a capacidade operacional dos transformadores
De um modo geral, existe um número suficiente de documentos eficazes que permitem determinar o estado dos transformadores e se estes podem ser utilizados posteriormente.
No entanto, como mostra a experiência, processos ionizantes e térmicos podem ocorrer em transformadores em regiões locais da isolação, o que leva a curtos-circuitos internos, explosões e incêndios em equipamentos, em um tempo inferior à periodicidade de monitoramento prevista no Documento Regulador (Normas para teste de equipamentos elétricos).
As ideias centrais ao diagnosticar o estado técnico de um sistema e estimar o risco são o “estado limite” e o “critério do estado limite”.
De acordo com a Norma Estadual GOST R 53480–2009, o “estado limite é o estado de um componente, para o qual seu uso posterior é inadmissível ou indesejável por razões de perigo ou por razões econômicas ou ecológicas”; “Os critérios de estado-limite são indicadores de um estado-limite para o qual deve ser tomada uma decisão sobre o estado do equipamento.” Actualmente, o procedimento e os critérios para determinar o estado-limite dos transformadores de potência não constam dos documentos técnicos normalizados.
No entanto, a experiência adquirida ao longo de muitos anos de uso fornece uma base científica para um procedimento para estimar o estado limite de transformadores de potência operando a uma tensão de 110 kV ou superior. Os principais indicadores e critérios do estado limite dos transformadores são os seguintes:
- Desgaste do isolamento do enrolamento.
- Deformação perigosa dos enrolamentos, devido a altas correntes de curto-circuito.
- Contaminação perigosa dos enrolamentos por partículas coloidais contendo metais, que são formadas como resultado da interação do óleo com materiais de construção.
Quando o grau de polimerização da isolação do papel dos enrolamentos é reduzido para 250 unidades, ocorre o seguinte:
- Há uma redução não inferior a quatro vezes na resistência mecânica da isolação em comparação com o valor inicial;
- Perda de água (desidratação) do isolamento do papel a um nível de 6% em massa ou mais
Possíveis danos na isolação do enrolamento para redução do grau de polimerização para 250 unidades:
- Danos na isolação do enrolamento pela pressão axial de forças quando há correntes de curto-circuito;
- Redução da resistência elétrica entre os enrolamentos quando a isolação do condutor é danificada (ruptura ou rachadura) por um fator de 1,5 – 2. O fator de segurança calculado da resistência elétrica em diferentes estruturas de enrolamento de transformadores varia de 1,1 a 1,7;
- Aquecimento de parte da isolação devido a perdas dielétricas, que é acompanhada de queima da isolação pela tensão de trabalho, devido a um aumento local na concentração de umidade durante a desidratação.
Quando o estado limite é atingido, há um risco aumentado de danos ao transformador devido à ocorrência de fechamento do enrolamento, quando há correntes de curto-circuito, descargas atmosféricas e surtos de comutação, e sob a tensão de trabalho. O problema da determinação das características de vida útil da isolação de papel de transformadores de potência que têm sido usados por um longo tempo consiste em duas partes: a determinação da probabilidade de danos ao transformador devido à degradação da isolação e uma estimativa da vida residual.
Devemos destacar aqui os resultados de investigações em larga escala de 686 transformadores de longa operação no Japão. As características de probabilidade de danos aos transformadores devido à degradação da isolação são definidas pelas seguintes relações:
onde P é o valor “presente” do grau de polimerização e F é a probabilidade de danos aos transformadores devido à degradação da isolação.
A seguinte equação foi derivada em [8] para a vida útil da isolação de papel de transformadores japoneses, relacionada ao seu grau de polimerização:
onde P0 é o valor inicial do grau de polimerização da isolação de papel dos enrolamentos do transformador, e ô é a vida útil do transformador no instante em que foi medido o valor da “corrente” do grau de polimerização, em anos.
Deve-se, no entanto, notar que essa relação vale principalmente para transformadores estrangeiros. Os transformadores de potência russos não estão equipados com um sistema de filtros para purificar continuamente o óleo (termossifão ou filtros de adsorção). O estado das camadas externas do isolamento, cobertas com óleo após uso prolongado, via de regra, é pior do que o estado das camadas internas, em contato com os condutores de cobre. Este último é responsável por efeitos apreciáveis de produtos oxidados e ácidos do envelhecimento do isolamento do papel e do óleo durante a degradação do isolamento.
Quando os transformadores de potência são utilizados com o funcionamento regulado do termossifão e filtros de adsorção, devido à concentração constantemente baixa de catalisadores de reduzir o risco de danos aos transformadores de potência de 110 kV e acima que acompanham curtos-circuitos internos 485 a formação e degradação de lamas, o valor do grau de polimerização das camadas exteriores da isolação do enrolamento das bobinas é superior ao das camadas internas, em contato direto com o cobre.
Para transformadores que vêm sendo utilizados há muito tempo em conjunto com filtros para purificação direta do óleo do transformador, pode-se supor que o método de estimativa da vida residual da isolação, baseado no comportamento cinético real da mudança no grau de polimerização para diferentes grupos de transformadores de potência com aproximadamente a mesma carga, é completamente justificado.
Neste caso, a partir dos resultados das investigações, a relação entre o grau inverso de polimerização e a vida toma a forma de uma família de anamorfismos semilogarítmicos:
onde Keff é a constante de taxa efetiva da destruição do isolamento durante o uso, ano–1.
A partir da equação para P0 igual ao valor “corrente” do expoente de polimerização, e P igual a 250, correspondente à exaustão completa da vida útil da isolação, podemos determinar a vida residual da isolação dos transformadores ôr.
onde Keff é a constante de taxa efetiva da destruição do isolamento durante o uso, ano–1. A partir da equação (5) para P0 igual ao valor “corrente” do expoente de polimerização, e P igual a 250, correspondente à exaustão completa da vida útil da isolação, podemos determinar a vida residual da isolação dos transformadores 
Atualmente, com base nas pesquisas que realizamos, foi adquirido um banco de dados bastante grande para fazer estimativas cinéticas práticas para determinar a vida residual da isolação de transformadores de potência que têm sido usados há muito tempo com base no grau de polimerização.
Os valores máximos da constante de taxa efetiva “anual” da degradação da isolação de papel dos enrolamentos Keff para grupos de transformadores de potência com uma carga diferente são dados abaixo.
Essas características cinéticas permitem formular as seguintes conclusões:
- A vida útil da isolação de papel de enrolamentos, de diferentes grupos de equipamentos de transformadores de potência, utilizados na Rússia, é determinada pela constante anual de degradação da isolação, que, como um todo, é função da carga do grupo específico de transformadores, e do grau de polimerização do papel enrolado inicial, utilizado para a isolação do enrolamento quando é fabricado;
- A constante de taxa de degradação da isolação de papel dos enrolamentos de transformadores de rede de 220 – 500 kV é aproximadamente a metade da dos transformadores modulares de 110 – 500 kV de usinas térmicas.
Quando há deformações perigosas ou uma mudança nos enrolamentos, o transformador pode ser danificado devido à perturbação da isolação e lacunas de isolamento. Quando esse transformador está sendo utilizado é possível que ocorram descargas parciais, nas quais se forma principalmente hidrogênio.
Deve-se notar que, em publicações do SIGRE em 2008, são dados exemplos dos danos de 16 reatores de derivação devido ao desenvolvimento de fechamentos de enrolamento como resultado da contaminação da isolação dos enrolamentos por partículas coloidais contendo metais de sulfeto de cobre CuS2 (5 – 7% em massa) quando se utilizam óleos contendo enxofre, a saber, Nitro 10 GBA e Nitro 10 GBN.
Os métodos actualmente utilizados para estimar a contaminação da isolação dos enrolamentos, baseados na medição da tangente de perda da isolação dieléctrica dos enrolamentos, apenas permitem determinar a contaminação da isolação dos enrolamentos em relação ao solo e entre os enrolamentos.
O isolamento do enrolamento não é monitorado por este método. Os fechamentos de enrolamento permanecem de baixa sensibilidade por um tempo relativamente longo para dispositivos de proteção de transformadores (diferenciais e gasosos), desde que o dano seja isolado, via de regra, antes que ocorra um curto-circuito interno.
Os filtros para limpeza contínua do óleo (termossifão ou filtros de adsorção) desempenham um papel importante na redução do risco de ocorrência de fechamentos de enrolamento. Assim, para uma massa de óleo no transformador de 50 toneladas, até 230 kg ou mais de compostos polares — produtos do envelhecimento do óleo — podem ser adsorvidos nos filtros de sílica gel para limpeza contínua do óleo.
Deve-se notar que os indicadores das concentrações de compostos metálicos de materiais estruturais que são mais perigosos na prática no isolamento de enrolamento quando há filtros para a limpeza contínua do óleo na substituição moderna de sílica gel, como regra, não excede 2% em massa.
Com o objetivo de aumentar a eficiência operacional dos filtros para limpeza contínua de óleo para a remoção completa de partes orgânicas e minerais da contaminação de materiais isolantes, é aconselhável desenvolver uma nova geração de sorventes por modificação físico-química da superfície dos géis de sílica utilizados atualmente.
Na prática, o isolamento do tipo concentrador RIP com polímero duro tem sido amplamente introduzido. Eles oferecem a possibilidade de reduzir consideravelmente o risco envolvido quando há explosões e incêndios, e também ações perigosas sobre o meio ambiente.
No entanto, em tensões de 220 – 500 kV, a falha desses aditivos foi observada em vários casos.
O material isolante dos eletrodos de alta tensão opera sob condições de radiação ionizante de elétrons acelerados de baixa energia na presença de um campo elétrico.
Os cabos de alta tensão com isolamento papel-óleo possuem a propriedade de “auto-restauração”. Aqui, a plastificação (preenchimento) do papel isolante com óleo provoca degeneração dos radicais livres que são formados (partículas com elétrons desemparelhados) pela sua aceitação pelo óleo. Isso suprime o desenvolvimento dos processos de destruição por radiação no papel isolante que faz parte do isolamento papel-óleo quando há descargas parciais.
Assim, o óleo é capaz de absorver e dissolver gases e outros produtos da decomposição do óleo e isolamento sólido, formado pela ação de descargas parciais que têm uma ação deionizante bastante forte no canal de descarga.
Para isolamento sólido de RIP, os danos decorrentes de descargas parciais se acumulam. As principais etapas das formas iniciais de desintegração, são as seguintes:
- Quebra dos laços
- A formação de radicais livres e sua conversão em grupos químicos estáveis
- O acúmulo de desintegrações moleculares seguido da produção de submicrofissuras.
Obviamente, a formação de radicais livres no isolamento pode levar a um aumento local considerável na condutividade elétrica na região onde há descargas parciais e seu posterior desenvolvimento.
A taxa de microprocessos depende, então, não das tensões médias, mas das tensões locais, que atuam em pequenas regiões, onde ocorre a quebra elementar das vínculas.
Quando o nível de descargas parciais aumenta, a potência da dose absorvida de radiação ionizante aumenta, levando ao desenvolvimento de processos erosivos radiacionais e, em última análise, à ruptura do isolamento principal do chumbo.
O uso de isolamento RIP não leva a danos dos cabos de alta tensão nas tensões de 35 e 110 kV. A experiência adquirida no uso de eletrodos a 35 e 110kV mostra um nível bastante alto de confiabilidade.
No entanto, danos a chumbos a 220kV e acima indicam uma relação bastante estrita entre as características estruturais-químicas e de tamanho de massa do isolamento RIP e sua estabilidade a efeitos operacionais, incluindo descargas parciais intensivas. Como resulta da experiência operacional, os cabos de alta tensão com isolamento RIP são propensos a danos em peças com maior resistência de campo — na região do flange de montagem.
Recentemente, tanto na Rússia quanto no exterior, sistemas para o monitoramento contínuo do estado de um transformador tornaram-se amplamente utilizados. É melhor usar os sistemas para a desconexão oportuna de um transformador antes que um arco, explosões ou incêndios ocorram. Com base na experiência existente para estes fins, é aconselhável monitorizar continuamente os seguintes factores:
- O teor de gases dissolvidos no óleo, principalmente hidrogênio,
- O teor de umidade do óleo;
- Descargas parciais
Isso pode ser mostrado mais claramente usando o exemplo do dano ao transformador do tipo TTs-400000500-UKhL1, que foi introduzido em uso em 2012. Relé de proteção regular foi fornecido ao transformador, bem como automação anti-acidente e um sistema automático de extinção de incêndio de água.
Além destes, foi incluído um sistema de observação contínua do teor de gases combustíveis e do nível de umidade no óleo, bem como um sistema de monitoramento das características das descargas parciais, colocado nos cabos de alta tensão do transformador, juntamente com um sistema de prevenção de explosões e incêndios no transformador, fabricado pela Transformer Protector Company (do tipo MRT).
Fig. 1. Disruptive disk of the system for preventing explosions and fires in a transformer, manufactured by Transformer Protector Company after operation.
O desligamento emergencial da unidade foi causado pela ação da proteção diferencial do transformador. O funcionamento deste e do disco explosivo levou ao funcionamento do sistema de proteção contra explosões e incêndios (o sistema Transformer Protector) e do sistema de proteção contra incêndio do transformador. O acionamento da proteção diferencial do transformador ocorreu 22 mseg após a ocorrência de um curto-circuito, e o funcionamento do disco do transformador ocorreu após 23 mseg (a aparência do disco após a operação é mostrada na Figura 1).
Após 24 mseg, foi gerado um sinal para desconectar os disjuntores e acionar o sistema de proteção contra explosões e incêndios (o Transformer Protector). Após 29 mseg, o segundo estágio da proteção gasosa do transformador operou, e 48 mseg mais tarde — estágio I. Então, 52 mseg depois, os disjuntores foram desconectados. Após 94 mseg foi gerado um sinal “Funcionamento da válvula de pré-proteção” e “Superaquecimento do enrolamento” (acima de 115°C). A proteção regular do relé e a automação anti-emergência têm operado sem observações.
Foi apontado o resultado positivo da operação do Transformer Protector sem liberação de pressão e posterior fornecimento de nitrogênio no tanque do transformador. A ausência de ignição e deformação do tanque do transformador foi registrada.
O flashover de arco da metade superior da fase B de alta tensão, com uma entrada no meio da bobina, foi o motivo do dano ao transformador. Flashover de arco
ocorreu devido à redução da resistência elétrica da isolação da barreira de óleo, o que ocasionou o desenvolvimento de uma descarga rasteira sobre a superfície do cilindro isolado eletricamente, próximo ao enrolamento do transformador (fig. 2).
Fig. 2. Creeping discharge tracks on the surface of an electrically insulated cylinder
Como se depreende do gráfico dos pulsos de descarga parcial (fig. 3), a amplitude máxima de ruptura do primeiro canal de óleo foi anotada 36 horas após o instante em que ocorreu o arco elétrico. No gráfico que mostra o teor de gases inflamáveis e o nível de umidade do óleo do sistema HYDRAN M2 (fig. 4) pode-se observar um aumento no nível de concentração do gás após 36 h do instante em que ocorreu um intenso arco elétrico de 22 para 70 ppm. O grau de
perigo do desenvolvimento de um defeito é estabelecido a partir da taxa relativa de aumento na concentração de gases quentes (Documento de regulamentação RD 1530340-46.32-00, Izd. VNIIÉ, Moscou, 2000). Essa taxa foi de 4363% em um mês.
De acordo com o Documento Regulador RD 153-340-46.32–00, se a taxa relativa de aumento da concentração de gás/gases (neste caso, o gás principal é o hidrogênio) exceder 10% ao mês, isso indica a presença de um defeito de rápido desenvolvimento no transformador. A fração volumétrica do hidrogênio dissolvido no óleo foi então de 0,007%, ou seja, não atingiu o valor limite de 0,01% para a massa de óleo de 47,39 toneladas após 36 h. O sistema de monitorização HYDRAN M2 não fornece um indicador da taxa relativa de aumento do gás, principalmente o hidrogénio, que é o principal indicador que sinaliza um grau de perigo para o desenvolvimento de um defeito.
Para as configurações operacionais para o funcionamento da sinalização de alerta e emergência, especificadas pelo fabricante-fábrica do sistema HYDRAN M2, a sinalização indicadora de avaria do equipamento antes da ocorrência de um arco elétrico intenso não operou, uma vez que os valores dos indicadores medidos não atingiram o nível estabelecido. Para determinar o grau de perigo do desenvolvimento de um defeito, com base na experiência actual, a configuração de funcionamento que indica o nível de gases quentes deve ser fixada a uma taxa relativa de aumento do hidrogénio e não deve ser inferior a 1000% por mês.
Atualmente, nos padrões russos, apenas o valor máximo da carga aparente qmax é usado como característica normalizada das descargas parciais, sem indicar sua intensidade, o que leva a uma estimativa subjetiva do grau de perigo das descargas parciais. A ruptura da isolação por descargas parciais simples ocorre consideravelmente mais lentamente do que a ruptura da isolação por descargas parciais repetidamente formadas pelo mesmo valor da carga aparente.
Na norma [22]IEC, estabelece-se que, para estimar o grau de perigo de ruptura da isolação devido à ação de descargas parciais, deve-se utilizar os valores máximos da carga aparente qmax de formação repetida de descargas parciais repetidas ao longo de um ciclo de registro.
Com base na experiência no diagnóstico da isolação de transformadores de tensão de 220 – 500 kV e numa análise dos dados experimentais adquiridos sobre a ruptura da isolação papel-óleo devido a descargas parciais, é preferível estabelecer o critério para descargas parciais repetidas como sendo igual a 0,5, um nível de perigo de uma carga aparente devido a descargas parciais não inferiores a 10 nC, e duração de um ciclo de gravação de 1 segundo a 1 min.
Deve-se notar que ao usar equipamentos elétricos, fora dos parâmetros padrão, há um aumento da probabilidade de interrupções e, como consequência, aumento do perigo tanto para o equipamento quanto para a vida e a saúde do pessoal.
O objetivo das medidas preventivas de reparo é garantir que o transformador opere dentro de seus parâmetros padrão, ou seja, um objeto é transferido para o estado correto em que corresponde a todos os requisitos da documentação técnico-padrão e/ou do construtor (projeto).
Todos os indicadores apresentados no Documento Regulador RD 34.45-51.300–97, com exceção do grau de polimerização, da resistência a curto-circuito e da contaminação por partículas coloidais contendo metais, que são os principais indicadores do estado limite do transformador, podem ser transferidos para um estado correspondente aos requisitos do documento acima, usando medidas preventivas de reparo ou substituindo componentes individuais do transformador (cabos de alta tensão, petróleo, etc.).
De acordo com o requisito da Seção 1.5 da “Regra para o uso técnico de instalações e redes elétricas da Federação Russa” (SPO ORGRÉS, Moscou, 2003), uma inspeção técnica de equipamentos elétricos é especificada com base na documentação técnica padrão sobre a vida útil e ao realizar cada inspeção, dependendo do estado do equipamento, é indicada a data em que a próxima inspecção deve ser efectuada.
Os problemas envolvidos na inspeção técnica são estimar o estado, e também determinar medidas necessárias para garantir a vida útil estabelecida dos equipamentos de energia. Naturalmente, essa exigência também se estende aos transformadores. Nesse caso, há necessidade de comissões, que realizam inspeções técnicas, em ordem estabelecida, a fim de tirar conclusões sobre o estado limite do transformador e, quando o estado do transformador estiver se aproximando de seu estado limite, indicar a necessidade (a conveniência) de planejar sua substituição.
Quando um transformador atinge seu estado limite durante o uso, antes de ser substituído, deve-se fazer medições do teor de umidade e da tensão de ruptura do óleo, e também realizar uma análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo, principalmente hidrogênio, com uma periodicidade de uma vez a cada seis meses, a fim de revelar qualquer redução na resistência elétrica da isolação papel-óleo.
É então aconselhável que os componentes de sinal do relé de gás sejam transferidos para a posição de desligamento, e escolher a ordem em que o disjuntor é conectado para o desligamento automático de repetição das linhas de energia do final da subestação oposta, na qual o transformador está estabelecido, ou mesmo para introduzir uma parada na conexão de repetição automática.
CONCLUSÕES
1
Desenvolveram-se abordagens sistemáticas e adquiriu-se experiência suficiente, que permite agora afirmar os princípios da abordagem complexa para estimar o estado técnico dos transformadores de potência, determinar o estado-limite e tomar decisões com o objectivo de reduzir o risco de danos, explosões e incêndios nos transformadores. No entanto, é necessário prosseguir as investigações e elaborar, com base neles, uma série de documentos importantes destinados a obter informações mais completas e fiáveis para estimar a capacidade de funcionamento dos transformadores.
Em especial, devem ser indicados os seguintes requisitos:
- a necessidade de desenvolver “procedimentos para estimar o estado limite ao realizar uma inspeção técnica de transformadores”;
- a necessidade de desenvolver uma norma sobre “critérios para estimar a contaminação da isolação de enrolamento de transformadores, autotransformadores e reatores miniatura por partículas coloidais contendo metais”;
- a necessidade de investigar uma nova geração de materiais de sorção em filtros para a limpeza contínua do óleo para a remoção completa de partes orgânicas e minerais de contaminações, a fim de prolongar a vida útil dos transformadores.
2
Uma metodologia bastante completa tem sido desenvolvida atualmente para estimar a vida residual da isolação de papel de enrolamentos de transformadores, que deve ser calculada usando o parâmetro do grau de polimerização com base em sua real dinâmica de variação.
3
O problema mais urgente é utilizar um sistema de monitoração para indicar os processos que ocorrem quando curtos-circuitos internos se desenvolvem em um transformador no estágio em que o dano elétrico está se desenvolvendo, precedendo a ocorrência de um arco elétrico. Para isso, deve-se especificar o monitoramento do teor de gás, principalmente hidrogênio, do teor de umidade no óleo do transformador e das descargas parciais. É necessário desenvolver uma base padrão para tomar uma decisão sobre a retirada de um transformador de operação antes que um arco elétrico ocorra usando um sistema de monitoramento.
